±800kV楚穗直流孤島方式下站用電系統運行情況及風險預控措施分析
2014-10-28 23:51:26陳云海
中國高新技術企業 2014年22期
摘要：楚穗直流面臨長時間的大負荷運行，然而孤島方式下，一旦發生雙極閉鎖，將嚴重影響整個系統的安全穩定運行。若不能對孤島方式下站用電系統運行情況進行全方位的分析及掌握，那么孤島方式下楚穗直流的運行風險將無法得到有效控制。文章旨在對±800kV云廣特高壓在孤島運行模式下站用電系統危險點加以分析，并提出相應的預控措施，從而加強對楚穗直流穩定孤島運行方式的風險管控。
關鍵詞：楚穗直流；孤島方式；站用電；系統運行；運行風險；風險管控
中圖分類號：TM564 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2014）33-0117-02
1 孤島系統概述
楚穗直流孤島判別系統由楚雄換流站、和平站、小灣電廠孤島判別裝置組成，各廠站均按雙套配置，兩套系統功能相同，通常一套主運，一套備用。A、B兩套孤島判別系統通過楚雄換流站A柜上切換把手確定孤島判別系統的運行方式（A套運行、B套運行、置聯網狀態、置孤島狀態），并通過硬接點連接方式實現與穩控系統及直流站控系統的接口，具體為楚雄站孤島判別裝置通過兩副位置相反的狀態接點（分別代表聯網狀態和孤島狀態）分別連至楚雄換流站A、B套穩控裝置。同時，楚雄站A、B兩套孤島判別裝置之間也通過兩副接點相連，在兩套系統判別狀態不一致時告警。
楚雄換流站穩控裝置“置孤島狀態壓板”投入，則強置孤島方式；“置孤島狀態壓板”退出，則裝置根據孤島判別裝置的狀態開入來識別方式。
在運行操作方面，由于楚穗直流穩控系統功能分為聯網方式和孤島方式兩類，而且孤島、聯網方式信息對小灣和金安橋電廠的機組調速系統控制模式影響非常大，因此在楚穗直流穩控系統運行操作應特別注意以下兩點：（1）當系統為孤島運行時，楚雄換流站穩控裝置應投入“置孤島狀態”壓板；當系統為聯網運行時，楚雄換流站穩控裝置應退出“置孤島狀態”壓板。（2）若系統由孤島操作至聯網方式運行，楚雄換流站穩控裝置應先退出“置孤島狀態”壓板，然后再操作一次系統至聯網方式運行；若系統由聯網操作至孤島方式運行，應先進行一次系統操作，系統轉入孤島運行后，再投入“置孤島狀態”壓板。
2 孤島運行方式介紹
楚穗直流主要分為孤島運行方式和聯網運行方式。孤島/聯網方式判別通過楚穗直流孤島判別系統實現，其中孤島方式僅考慮A類孤島和B類孤島（如圖1所示），不考慮特殊孤島方式。
A類孤島：楚雄換流站斷開至云南主網和平變電站的兩回500kV線路，小灣電站送云南網機組與送換流站機組站內進行電氣隔離，形成小灣以兩回線接入換流站的孤島接線方式。
B類孤島：小灣至和平線路與楚雄至和平的一回線路在和平變配串，斷開配串線路連至云南主網的開關并停運楚雄至和平的另一回線路，形成小灣以三回線接入換流站的孤島接線方式。
A類孤島 B類孤島
圖1 孤島方式下的一次接線圖
3 站用電系統運行情況分析
3.1 站用電系統正常情況下的運行方式
站用電主接線如圖2所示。正常運行情況下，站內兩路500kV電源作為主電源供電，站外110kV電源作為備用電源，即500kV #1站用變和500kV #2站用變作為工作變，110kV #1站用變作為備用變。此時10kV 101M進線開關11DL處于合位，10kV 101M與103M的聯絡開關013DL處于分位；10kV 102M段進線開關12DL處于合位，10kV 102M與103M的聯絡開關023DL處于分位；10kV 103M備用段進線開關13DL處于合位。
3.2 孤島運行方式下站用電的運行方式
在孤島運行方式下，為避免重要負荷的雙路電源同時出現低電壓，可將站外110kV備用電源作為一路主用電源使用。因此，110kV站用變作為10kV 103M的主電源供電，并作為10kV 101M的備用電源；500kV #1站用變作為10kV 103M的備用電源；500kV #2站用變作為10kV 102M段的主電源供電。各開關狀態為：10kV 101M進線開關11DL處于分位，10kV分段開關013DL處于合位，10kV 103M進線開關13DL處于合位；10kV 102M段進線開關12DL處于合位，10kV分段開關023DL處于分位。
圖2 楚雄換流站站用電主接線圖
4 站用電系統預控措施分析
4.1 過電壓影響及預控
孤島運行方式下，若發生雙極閉鎖，最高暫時過電壓將達到1.60p.u.；150ms后暫時過電壓水平均衰減到1.25p.u.以下。而500kV母線的過電壓還將隨著站用變壓器傳遞到變壓器的低壓側，導致站用10kV及400V交流系統出現過電壓。過電壓將給相應的一、二次設備帶來風險。
在二次方面，楚雄換流站500kV站用變壓器電氣量保護采用了兩套南瑞繼保生產的RCS-978CN變壓器保護，該保護裝置與過電壓相關的保護功能只有過激磁保護。因此針對此風險，預控措施為將過激磁保護的動作時間整定延長，使其躲過暫態過電壓的恢復時間，則此保護將不受過電壓的影響。表1為過激磁保護的定
值單。
表1 換流站500kV站用變壓器保護定值單（過激磁部分）
在10kV及400V的站用電保護設備中無涉及過電壓的保護功能，所以過電壓對10kV及400V的站用電二次設備無影響。
在一次方面，楚雄換流站500kV主變壓器訂貨時考慮了系統過電壓的情況，對設備耐受過電壓能力做了專項的要求，但對站用10kV干式變未做明確要求，因此針對此風險，其預控措施為對現有的低壓設備了進行一次絕緣核查，核查結果如表2所示：
表2 10kV干式變過電壓承受能力
因此，楚雄換流站站用電一次系統主設備有足夠的絕緣裕度以滿足孤島方式下系統過電壓耐受能力的要求。
4.2 低電壓影響及預控
孤島運行方式下，若發生交流線路N-2故障或者500kV線路故障開關拒動等，楚雄換流站母線電壓最低可降至0.6p.u.左右。而500kV母線的低電壓還將隨著站用變壓器傳遞到變壓器的低壓側，導致站用10kV及400V交流系統出現低電壓。
在預控措施方面，為避免重要負荷的雙路電源同時出現低電壓，可將站外110kV備用電源變作一路主用電源使用；500kV #1站用變作為10kV 101M的備用電源；500kV #2站用變作為10kV 102M段的主電源供電。即10kV 102M帶負荷運行；對101M而言，將013DL作為進線斷路器使用而將11DL作為分段斷路器使用，10kV 013DL保持合位，110kV站用變壓器通過103M帶013DL對101M進行供電；400V母線分段運行。同時，加強和楚雄供電局的聯系，在孤島方式下，不安排110kV換流站線相關間隔設備的停電檢修；提前做好110kV換流站線兩端間隔設備的預防性試驗及定檢，昆明局輸電部加強110kV換流站線的巡視及維護，確保楚雄換流站110kV外接電源的可靠運行。另外，增加11DL的備自投功能，一旦013DL斷開，11DL能正確被投合上，保證10kV 101M供電正常。
參考文獻
[1] 李立浧.直流輸電技術的發展及其在我國電網中的作用[J].電力設備，2004，（11）.
[2] 解廣潤.電力系統過電壓[M].北京：水利電力出版社，1985.
[3] 趙畹君.高壓直流輸電工程技術[M].北京：中國電力出版社，2004.
[4] 周澤存.電壓技術[M].北京：水利水電出版社，1994.
作者簡介：陳云海（1987-），男，云南昆明人，超高壓輸電公司昆明局助理工程師，研究方向：特高壓直流輸電。endprint
摘要：楚穗直流面臨長時間的大負荷運行，然而孤島方式下，一旦發生雙極閉鎖，將嚴重影響整個系統的安全穩定運行。若不能對孤島方式下站用電系統運行情況進行全方位的分析及掌握，那么孤島方式下楚穗直流的運行風險將無法得到有效控制。文章旨在對±800kV云廣特高壓在孤島運行模式下站用電系統危險點加以分析，并提出相應的預控措施，從而加強對楚穗直流穩定孤島運行方式的風險管控。
關鍵詞：楚穗直流；孤島方式；站用電；系統運行；運行風險；風險管控
中圖分類號：TM564 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2014）33-0117-02
1 孤島系統概述
楚穗直流孤島判別系統由楚雄換流站、和平站、小灣電廠孤島判別裝置組成，各廠站均按雙套配置，兩套系統功能相同，通常一套主運，一套備用。A、B兩套孤島判別系統通過楚雄換流站A柜上切換把手確定孤島判別系統的運行方式（A套運行、B套運行、置聯網狀態、置孤島狀態），并通過硬接點連接方式實現與穩控系統及直流站控系統的接口，具體為楚雄站孤島判別裝置通過兩副位置相反的狀態接點（分別代表聯網狀態和孤島狀態）分別連至楚雄換流站A、B套穩控裝置。同時，楚雄站A、B兩套孤島判別裝置之間也通過兩副接點相連，在兩套系統判別狀態不一致時告警。
楚雄換流站穩控裝置“置孤島狀態壓板”投入，則強置孤島方式；“置孤島狀態壓板”退出，則裝置根據孤島判別裝置的狀態開入來識別方式。
在運行操作方面，由于楚穗直流穩控系統功能分為聯網方式和孤島方式兩類，而且孤島、聯網方式信息對小灣和金安橋電廠的機組調速系統控制模式影響非常大，因此在楚穗直流穩控系統運行操作應特別注意以下兩點：（1）當系統為孤島運行時，楚雄換流站穩控裝置應投入“置孤島狀態”壓板；當系統為聯網運行時，楚雄換流站穩控裝置應退出“置孤島狀態”壓板。（2）若系統由孤島操作至聯網方式運行，楚雄換流站穩控裝置應先退出“置孤島狀態”壓板，然后再操作一次系統至聯網方式運行；若系統由聯網操作至孤島方式運行，應先進行一次系統操作，系統轉入孤島運行后，再投入“置孤島狀態”壓板。
2 孤島運行方式介紹
楚穗直流主要分為孤島運行方式和聯網運行方式。孤島/聯網方式判別通過楚穗直流孤島判別系統實現，其中孤島方式僅考慮A類孤島和B類孤島（如圖1所示），不考慮特殊孤島方式。
A類孤島：楚雄換流站斷開至云南主網和平變電站的兩回500kV線路，小灣電站送云南網機組與送換流站機組站內進行電氣隔離，形成小灣以兩回線接入換流站的孤島接線方式。
B類孤島：小灣至和平線路與楚雄至和平的一回線路在和平變配串，斷開配串線路連至云南主網的開關并停運楚雄至和平的另一回線路，形成小灣以三回線接入換流站的孤島接線方式。
A類孤島 B類孤島
圖1 孤島方式下的一次接線圖
3 站用電系統運行情況分析
3.1 站用電系統正常情況下的運行方式
站用電主接線如圖2所示。正常運行情況下，站內兩路500kV電源作為主電源供電，站外110kV電源作為備用電源，即500kV #1站用變和500kV #2站用變作為工作變，110kV #1站用變作為備用變。此時10kV 101M進線開關11DL處于合位，10kV 101M與103M的聯絡開關013DL處于分位；10kV 102M段進線開關12DL處于合位，10kV 102M與103M的聯絡開關023DL處于分位；10kV 103M備用段進線開關13DL處于合位。
3.2 孤島運行方式下站用電的運行方式
在孤島運行方式下，為避免重要負荷的雙路電源同時出現低電壓，可將站外110kV備用電源作為一路主用電源使用。因此，110kV站用變作為10kV 103M的主電源供電，并作為10kV 101M的備用電源；500kV #1站用變作為10kV 103M的備用電源；500kV #2站用變作為10kV 102M段的主電源供電。各開關狀態為：10kV 101M進線開關11DL處于分位，10kV分段開關013DL處于合位，10kV 103M進線開關13DL處于合位；10kV 102M段進線開關12DL處于合位，10kV分段開關023DL處于分位。
圖2 楚雄換流站站用電主接線圖
4 站用電系統預控措施分析
4.1 過電壓影響及預控
孤島運行方式下，若發生雙極閉鎖，最高暫時過電壓將達到1.60p.u.；150ms后暫時過電壓水平均衰減到1.25p.u.以下。而500kV母線的過電壓還將隨著站用變壓器傳遞到變壓器的低壓側，導致站用10kV及400V交流系統出現過電壓。過電壓將給相應的一、二次設備帶來風險。
在二次方面，楚雄換流站500kV站用變壓器電氣量保護采用了兩套南瑞繼保生產的RCS-978CN變壓器保護，該保護裝置與過電壓相關的保護功能只有過激磁保護。因此針對此風險，預控措施為將過激磁保護的動作時間整定延長，使其躲過暫態過電壓的恢復時間，則此保護將不受過電壓的影響。表1為過激磁保護的定
值單。
表1 換流站500kV站用變壓器保護定值單（過激磁部分）
在10kV及400V的站用電保護設備中無涉及過電壓的保護功能，所以過電壓對10kV及400V的站用電二次設備無影響。
在一次方面，楚雄換流站500kV主變壓器訂貨時考慮了系統過電壓的情況，對設備耐受過電壓能力做了專項的要求，但對站用10kV干式變未做明確要求，因此針對此風險，其預控措施為對現有的低壓設備了進行一次絕緣核查，核查結果如表2所示：
表2 10kV干式變過電壓承受能力
因此，楚雄換流站站用電一次系統主設備有足夠的絕緣裕度以滿足孤島方式下系統過電壓耐受能力的要求。
4.2 低電壓影響及預控
孤島運行方式下，若發生交流線路N-2故障或者500kV線路故障開關拒動等，楚雄換流站母線電壓最低可降至0.6p.u.左右。而500kV母線的低電壓還將隨著站用變壓器傳遞到變壓器的低壓側，導致站用10kV及400V交流系統出現低電壓。
在預控措施方面，為避免重要負荷的雙路電源同時出現低電壓，可將站外110kV備用電源變作一路主用電源使用；500kV #1站用變作為10kV 101M的備用電源；500kV #2站用變作為10kV 102M段的主電源供電。即10kV 102M帶負荷運行；對101M而言，將013DL作為進線斷路器使用而將11DL作為分段斷路器使用，10kV 013DL保持合位，110kV站用變壓器通過103M帶013DL對101M進行供電；400V母線分段運行。同時，加強和楚雄供電局的聯系，在孤島方式下，不安排110kV換流站線相關間隔設備的停電檢修；提前做好110kV換流站線兩端間隔設備的預防性試驗及定檢，昆明局輸電部加強110kV換流站線的巡視及維護，確保楚雄換流站110kV外接電源的可靠運行。另外，增加11DL的備自投功能，一旦013DL斷開，11DL能正確被投合上，保證10kV 101M供電正常。
參考文獻
[1] 李立浧.直流輸電技術的發展及其在我國電網中的作用[J].電力設備，2004，（11）.
[2] 解廣潤.電力系統過電壓[M].北京：水利電力出版社，1985.
[3] 趙畹君.高壓直流輸電工程技術[M].北京：中國電力出版社，2004.
[4] 周澤存.電壓技術[M].北京：水利水電出版社，1994.
作者簡介：陳云海（1987-），男，云南昆明人，超高壓輸電公司昆明局助理工程師，研究方向：特高壓直流輸電。endprint
摘要：楚穗直流面臨長時間的大負荷運行，然而孤島方式下，一旦發生雙極閉鎖，將嚴重影響整個系統的安全穩定運行。若不能對孤島方式下站用電系統運行情況進行全方位的分析及掌握，那么孤島方式下楚穗直流的運行風險將無法得到有效控制。文章旨在對±800kV云廣特高壓在孤島運行模式下站用電系統危險點加以分析，并提出相應的預控措施，從而加強對楚穗直流穩定孤島運行方式的風險管控。
關鍵詞：楚穗直流；孤島方式；站用電；系統運行；運行風險；風險管控
中圖分類號：TM564 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2014）33-0117-02
1 孤島系統概述
楚穗直流孤島判別系統由楚雄換流站、和平站、小灣電廠孤島判別裝置組成，各廠站均按雙套配置，兩套系統功能相同，通常一套主運，一套備用。A、B兩套孤島判別系統通過楚雄換流站A柜上切換把手確定孤島判別系統的運行方式（A套運行、B套運行、置聯網狀態、置孤島狀態），并通過硬接點連接方式實現與穩控系統及直流站控系統的接口，具體為楚雄站孤島判別裝置通過兩副位置相反的狀態接點（分別代表聯網狀態和孤島狀態）分別連至楚雄換流站A、B套穩控裝置。同時，楚雄站A、B兩套孤島判別裝置之間也通過兩副接點相連，在兩套系統判別狀態不一致時告警。
楚雄換流站穩控裝置“置孤島狀態壓板”投入，則強置孤島方式；“置孤島狀態壓板”退出，則裝置根據孤島判別裝置的狀態開入來識別方式。
在運行操作方面，由于楚穗直流穩控系統功能分為聯網方式和孤島方式兩類，而且孤島、聯網方式信息對小灣和金安橋電廠的機組調速系統控制模式影響非常大，因此在楚穗直流穩控系統運行操作應特別注意以下兩點：（1）當系統為孤島運行時，楚雄換流站穩控裝置應投入“置孤島狀態”壓板；當系統為聯網運行時，楚雄換流站穩控裝置應退出“置孤島狀態”壓板。（2）若系統由孤島操作至聯網方式運行，楚雄換流站穩控裝置應先退出“置孤島狀態”壓板，然后再操作一次系統至聯網方式運行；若系統由聯網操作至孤島方式運行，應先進行一次系統操作，系統轉入孤島運行后，再投入“置孤島狀態”壓板。
2 孤島運行方式介紹
楚穗直流主要分為孤島運行方式和聯網運行方式。孤島/聯網方式判別通過楚穗直流孤島判別系統實現，其中孤島方式僅考慮A類孤島和B類孤島（如圖1所示），不考慮特殊孤島方式。
A類孤島：楚雄換流站斷開至云南主網和平變電站的兩回500kV線路，小灣電站送云南網機組與送換流站機組站內進行電氣隔離，形成小灣以兩回線接入換流站的孤島接線方式。
B類孤島：小灣至和平線路與楚雄至和平的一回線路在和平變配串，斷開配串線路連至云南主網的開關并停運楚雄至和平的另一回線路，形成小灣以三回線接入換流站的孤島接線方式。
A類孤島 B類孤島
圖1 孤島方式下的一次接線圖
3 站用電系統運行情況分析
3.1 站用電系統正常情況下的運行方式
站用電主接線如圖2所示。正常運行情況下，站內兩路500kV電源作為主電源供電，站外110kV電源作為備用電源，即500kV #1站用變和500kV #2站用變作為工作變，110kV #1站用變作為備用變。此時10kV 101M進線開關11DL處于合位，10kV 101M與103M的聯絡開關013DL處于分位；10kV 102M段進線開關12DL處于合位，10kV 102M與103M的聯絡開關023DL處于分位；10kV 103M備用段進線開關13DL處于合位。
3.2 孤島運行方式下站用電的運行方式
在孤島運行方式下，為避免重要負荷的雙路電源同時出現低電壓，可將站外110kV備用電源作為一路主用電源使用。因此，110kV站用變作為10kV 103M的主電源供電，并作為10kV 101M的備用電源；500kV #1站用變作為10kV 103M的備用電源；500kV #2站用變作為10kV 102M段的主電源供電。各開關狀態為：10kV 101M進線開關11DL處于分位，10kV分段開關013DL處于合位，10kV 103M進線開關13DL處于合位；10kV 102M段進線開關12DL處于合位，10kV分段開關023DL處于分位。
圖2 楚雄換流站站用電主接線圖
4 站用電系統預控措施分析
4.1 過電壓影響及預控
孤島運行方式下，若發生雙極閉鎖，最高暫時過電壓將達到1.60p.u.；150ms后暫時過電壓水平均衰減到1.25p.u.以下。而500kV母線的過電壓還將隨著站用變壓器傳遞到變壓器的低壓側，導致站用10kV及400V交流系統出現過電壓。過電壓將給相應的一、二次設備帶來風險。
在二次方面，楚雄換流站500kV站用變壓器電氣量保護采用了兩套南瑞繼保生產的RCS-978CN變壓器保護，該保護裝置與過電壓相關的保護功能只有過激磁保護。因此針對此風險，預控措施為將過激磁保護的動作時間整定延長，使其躲過暫態過電壓的恢復時間，則此保護將不受過電壓的影響。表1為過激磁保護的定
值單。
表1 換流站500kV站用變壓器保護定值單（過激磁部分）
在10kV及400V的站用電保護設備中無涉及過電壓的保護功能，所以過電壓對10kV及400V的站用電二次設備無影響。
在一次方面，楚雄換流站500kV主變壓器訂貨時考慮了系統過電壓的情況，對設備耐受過電壓能力做了專項的要求，但對站用10kV干式變未做明確要求，因此針對此風險，其預控措施為對現有的低壓設備了進行一次絕緣核查，核查結果如表2所示：
表2 10kV干式變過電壓承受能力
因此，楚雄換流站站用電一次系統主設備有足夠的絕緣裕度以滿足孤島方式下系統過電壓耐受能力的要求。
4.2 低電壓影響及預控
孤島運行方式下，若發生交流線路N-2故障或者500kV線路故障開關拒動等，楚雄換流站母線電壓最低可降至0.6p.u.左右。而500kV母線的低電壓還將隨著站用變壓器傳遞到變壓器的低壓側，導致站用10kV及400V交流系統出現低電壓。
在預控措施方面，為避免重要負荷的雙路電源同時出現低電壓，可將站外110kV備用電源變作一路主用電源使用；500kV #1站用變作為10kV 101M的備用電源；500kV #2站用變作為10kV 102M段的主電源供電。即10kV 102M帶負荷運行；對101M而言，將013DL作為進線斷路器使用而將11DL作為分段斷路器使用，10kV 013DL保持合位，110kV站用變壓器通過103M帶013DL對101M進行供電；400V母線分段運行。同時，加強和楚雄供電局的聯系，在孤島方式下，不安排110kV換流站線相關間隔設備的停電檢修；提前做好110kV換流站線兩端間隔設備的預防性試驗及定檢，昆明局輸電部加強110kV換流站線的巡視及維護，確保楚雄換流站110kV外接電源的可靠運行。另外，增加11DL的備自投功能，一旦013DL斷開，11DL能正確被投合上，保證10kV 101M供電正常。
參考文獻
[1] 李立浧.直流輸電技術的發展及其在我國電網中的作用[J].電力設備，2004，（11）.
[2] 解廣潤.電力系統過電壓[M].北京：水利電力出版社，1985.
[3] 趙畹君.高壓直流輸電工程技術[M].北京：中國電力出版社，2004.
[4] 周澤存.電壓技術[M].北京：水利水電出版社，1994.
作者簡介：陳云海（1987-），男，云南昆明人，超高壓輸電公司昆明局助理工程師，研究方向：特高壓直流輸電。endprint
